齊銀，魯玲，隋蕾白曉虎，杜現(xiàn)飛

（中石油長慶油田分公司超低滲透油藏研究中心，陜西 西安 710018）

劉會強 （中石油長慶油田分公司超低滲透油藏開發(fā)部，陜西 西安 710018）

低滲透底水薄油層水平井改造技術(shù)研究

齊銀，魯玲，隋蕾白曉虎，杜現(xiàn)飛

（中石油長慶油田分公司超低滲透油藏研究中心，陜西 西安 710018）

劉會強 （中石油長慶油田分公司超低滲透油藏開發(fā)部，陜西 西安 710018）

單井產(chǎn)量低、含水上升速度快是低滲透底水薄油藏開發(fā)的難點，華慶油田延10油藏屬典型的低滲透底水油藏，滲透率低 （3.0mD）、地層壓力低 （0.7MPa／100m），油層厚度薄 （7.2m）。通過對儲層特征分析，利用油藏數(shù)值模擬計算確定了水平井的最優(yōu)完井方式。水平井井眼軌跡穿越油層中上部、改造段數(shù)2.0～2.6段／100m，段間距40～50m，最優(yōu)的改造方式為定方位深穿透復(fù)合射孔，射孔穿透深度1m左右。4口井礦場實踐表明，水平井單井產(chǎn)量達(dá)到直井的4.5倍，含水5.4%、動液面高，具有較好的穩(wěn)產(chǎn)形勢，而相鄰24口直井平均含水35%，這種完井方式可以有效提高該類油藏單井產(chǎn)量。

底水油藏；低滲透油氣藏；薄層；水平井；定向射孔；復(fù)合射孔

與直井相比，水平井由于其水平段的存在，大大增加了井筒與油層的接觸面積，可以充分利用油層壓力的能量和人工注水所施加的能量，減少滲流過程中壓力能量的損耗，這是水平井產(chǎn)量高于直井的主要因素［1］。

隨著水平井鉆完井技術(shù)的進(jìn)步，水平井已成為底水油藏、剩余油挖潛及淺層油藏開發(fā)的有效手段。在底水油藏水平井采油中，油水界面會以脊形上升，這主要是由油井生產(chǎn)時產(chǎn)生的壓力降導(dǎo)致的［2］，一旦底水錐進(jìn)到射孔段，采出液含水率就會大幅上升，甚至只采水不采油。類似底水油藏開發(fā)的關(guān)鍵是確定合理的完井方式，研究與儲層特征相適應(yīng)的改造方式，并且在生產(chǎn)過程中控制合理的生產(chǎn)壓差，延長無水采油期，提高最終開發(fā)效益。

華慶油田B246區(qū)延10油藏具有油層厚度薄、滲透率低、底水發(fā)育、地層壓力因數(shù)低等特點，通過對水平井改造方式的優(yōu)化，獲得了理想效果，對類似儲層開發(fā)具有一定借鑒意義。

1 儲層特征

華慶油田B246區(qū)延10油藏埋深1550m，油層厚度6～12m，平均油層厚度7.2m，油層與水層直接相連，中間無隔層，底水厚度15～30m左右，屬典型的底水油藏。平均滲透率3mD，孔隙度15%，屬于低滲－特低滲儲層；同時地層壓力因數(shù)0.7左右，屬低壓油藏。直井開發(fā)主要采用射孔求初產(chǎn)或高能氣體壓裂方式完井，投產(chǎn)產(chǎn)量2.5t／d左右，含水率30%，且隨著生產(chǎn)時間的延長，含水率呈上升趨勢。特別是對于部分物性相對較差的井，采用高能氣體壓裂后無產(chǎn)能，但采取小型解堵壓裂措施后則會溝通底水。

在現(xiàn)有技術(shù)條件下，該類油藏采用直井開發(fā)面臨著低產(chǎn)、高含水的局面。理論上利用水平井開發(fā)可以大幅度提高井筒與油層的接觸面積，結(jié)合水平井鉆遇油層物性特征、井眼軌跡條件及與油水界面位置，優(yōu)選合理的改造工藝、優(yōu)化改造參數(shù)，可大幅提高開發(fā)效果。

2 改造方案優(yōu)化

2.1 改造位置的選擇

底水油藏水平井的射孔位置直接影響到單井產(chǎn)量及見水時間，張厚青等［3～5］研究認(rèn)為，對于底水油藏，增大水平井距離底水的位置可以延長見水時間，但不利于提高水平井的單井產(chǎn)量，底水油藏水平井的合理水平段位置距底水邊界的距離約為油藏厚度的0.3～0.45倍。

依據(jù)B246區(qū)延10油藏特征，利用數(shù)值模擬方法計算了不同水平段距離底水位置條件下的單井產(chǎn)量隨含水率變化的關(guān)系，由計算結(jié)果可見，隨著水平段靠近底水，在相同的生產(chǎn)條件下單井產(chǎn)量提高，但含水上升率明顯增大。

為延長底水油藏?zé)o水采油期，B246區(qū)延10油藏合理的水平段穿越位置應(yīng)在油層的中上部，即水平段與底水界面的距離與油層厚度的比值應(yīng)大于0.5，如圖1所示。由于該區(qū)儲層物性較差，水平井采用套管固井完井方式，后期采用射孔方式改造油層，即射孔后射孔孔眼穿透位置和底水界面距離與油層厚度的比值大于0.5，該區(qū)油層厚度7.2m，為此，射孔孔眼穿透位置距離油水底水界面應(yīng)大于3.6m。對于井眼軌跡穿越位置小于該值的井段需改變射孔方位，或為避免底水錐進(jìn)不進(jìn)行油層改造。

圖1 水平段鉆遇不同油層位置單井產(chǎn)量與含水關(guān)系圖

2.2 改造段數(shù)優(yōu)化

B246區(qū)延10油藏屬低滲、低壓底水薄油藏，礦場實踐表明，該類油藏要控制合理的生產(chǎn)壓差生產(chǎn)，同時生產(chǎn)后期還需補充地層能量，考慮到后期生產(chǎn)維護(hù)及修井作業(yè)，采用水平井固井完井方式。理論上，水平段長度越長、打開程度越大，產(chǎn)能越大［6～8］，但由于油藏本身的復(fù)雜性，結(jié)合油層鉆遇率及鉆井投資成本，優(yōu)化后的水平段長度為300m左右。

在該條件下，為進(jìn)一步提高水平井開發(fā)效果，研究了不同射孔段數(shù)下單井產(chǎn)量與含水上升率的關(guān)系，結(jié)果見圖2。從圖2可以看出，隨著射孔段數(shù)的增加，單井產(chǎn)量提高，但對應(yīng)的含水上升率也增大，合理的射孔段數(shù)為6～8段，每段長度為8～10m，即每100m射孔2.0～2.6段，單井產(chǎn)量可達(dá)10t／d以上，且含水上升率小于10%。

圖2 不同射孔段數(shù)與產(chǎn)量及含水關(guān)系圖

2.3 改造方式優(yōu)化

基于對該區(qū)油層特征的認(rèn)識，水平井不宜進(jìn)行壓裂改造，射孔是首選完井工藝。與直井射孔相比較，水平井射孔在使用器材、管柱結(jié)構(gòu)、引爆方法、定位方式等方面都有差別。對于139.7mm套管，直井常用89型和102型射孔槍，在B246區(qū)直井采用102槍127彈復(fù)合射孔效果不理想，而在水平井中使用102槍射孔后，由于槍體變形和毛刺等原因，射孔存在卡槍風(fēng)險。目前研究形成的95槍適合水平井射孔改造［9～13］。

射孔穿透深度越大產(chǎn)量越高。目前水平井復(fù)合射孔技術(shù)穿透深度可達(dá)1000mm，為此選擇95槍配套復(fù)合射孔彈進(jìn)行射孔改造。

根據(jù)油藏底水發(fā)育情況，結(jié)合井眼軌跡及油水界面相對位置、油層鉆遇情況及儲層物性，采用水平井定方位射孔技術(shù)，在保持油水界面均衡抬升、延緩底水錐進(jìn)速度的同時提高油層動用程度。考慮B246區(qū)底水油層薄的特點，射孔位置應(yīng)高于油水邊界3.6m，根據(jù)井眼軌跡情況，優(yōu)化射孔方位，采用定方位復(fù)合射孔技術(shù)。

當(dāng)水平段與底水的距離D小于3.6m時，該段避開不射孔；當(dāng)3.6m≤D＜4.6m時，采用向上120°定向射孔；當(dāng)4.6m≤D＜5.6m時，采用水平180°定向射孔；當(dāng)5.6m≤D＜6.6m時，采用螺旋布孔復(fù)合射孔；當(dāng)D≥6.6m時，井眼軌跡基本靠近油層頂部，采用向下120°復(fù)合射孔。圖3為該區(qū)某井實際射孔方案，6個射孔段采用4種射孔方位組合方式，改造后單井產(chǎn)量達(dá)到10t／d，含水8.5%。

圖3 某井定方位復(fù)合射孔示意圖

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

B246區(qū)4口水平井均采用定方位復(fù)合設(shè)計技術(shù)完井，平均水平段長度302m，油層鉆遇率98%，射孔改造7段，投產(chǎn)后單井產(chǎn)量穩(wěn)定在9t／d左右，為直井產(chǎn)量的4.5倍左右，且動液面明顯高于直井，整體表現(xiàn)為高產(chǎn)、高液面、低含水生產(chǎn)特征，具有長期穩(wěn)產(chǎn)潛力，見表1。

表1 B246區(qū)水平井與直井投產(chǎn)產(chǎn)量對比表

4 結(jié)論

1）通過油藏數(shù)值模擬研究，B246延10油藏水平射孔改造位置高于底水3.6m較合理，對于300m的水平段射孔改造6～8段，每段8～10m時產(chǎn)量可以達(dá)到10t／d以上。

2）結(jié)合薄油層特征及井眼軌跡條件，采取了向上120°、水平180°、螺旋90°、向下120°定方位復(fù)合射孔技術(shù)，見到了理想的效果。礦場4口井單井產(chǎn)量達(dá)直井的4.5倍，生產(chǎn)1年含水率小于10%。

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［編輯］ 黃鸝

Technical Reconstruction of Horizontal Well Completion in Low Permeability Thin Reservoirs w ith Bottom W ater

Q IYin，LU Ling，SUILe，BAIXiaohu，DU Xian fei，LIU Huiqiang (First Author's Address:Research Center for Ultra-low Permeability Reservoirs，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi'an 710018，Shaanxi，China)

The low production rate and quick increase ofwater content in single wellwere the problems for the development of low permeability and thin reservoirswith bottom water.The Yan 10 Reservoir in Huaqing Oilfield was a typical low permeability(3.0mD)，low formation pressure(0.7MPa/100m)and low thickness(7.2m)reservoir with bottom water.Numerical modeling was carried out to determine optimal completionmode for the horizontal wells by analyzing the reservoir characteristics.Itwas found out that the horizontalwellwas througthout the upper section of reservoir，the reconstructed lateralwas2.0～2.6 per 100m，the distance was about40 to 50 meters，the optimal reconstructionmode was composite perforating of direction and deep layer penetration with perforating depth about1m.It isapplied in 4 wells，the application results indicate that the single well production using horizontalwell is 4.5 times that of straightwellwith water content of 5.4%and high dynamic fluid level，it has good stability of production.While in adjacent 24 straightwells，the average water content is 35%，it proves that themethod can improve oil production of single well of the similar reservoirs.

bottom water reservoir;low permeability reservoir;thin reservoir;horizontalwell;directional perforation;composit perforation

TE355.6

A

1000-9752（2014）05-0116-04

2013-12-08

國家科技重大專項 （2011ZX05013-004）。

齊銀 （1980-），男，2006年西安石油大學(xué)畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)從事油田壓裂增產(chǎn)技術(shù)研究工作。